O Ministério Público Federal (MPF) protocolou duas ações civis públicas pedindo a anulação da licença ambiental concedida à Petrobras, em setembro deste ano, que autoriza a ampliação das atividades de exploração de óleo e gás na Bacia de Santos, dentro da chamada Etapa 4 do pré-sal.

As ações foram ajuizadas contra a Petrobras e órgãos federais envolvidos no processo de licenciamento, entre os quais o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).

Na avaliação do MPF, a autorização foi concedida a partir de um processo administrativo sem transparência e conduzido às pressas pelo Ibama. O MPF aponta também que não foram considerados no licenciamento impactos que podem trazer risco ao meio ambiente e às comunidades tradicionais que vivem nos litorais norte paulista e sul fluminense, e que não foram consultadas previamente, conforme determina a Convenção nº 169 da Organização Internacional do Trabalho (OIT), em vigor no Brasil há mais de 20 anos.

Para a procuradora da República Fabiana Schneider, houve má-fé por parte da Petrobras e do Ibama para a concessão da licença prévia em um processo paralelo de licenciamento, que autorizou o projeto em apenas 11 dias.

“A gente pede essa responsabilização [da Petrobras e do Ibama], porque estávamos acompanhando essa questão há anos, fizemos inúmeras reuniões e aí, do nada, aparece um processo sigiloso, paralelo, e nem o Ministério Público Federal, nem nenhuma das comunidades tradicionais, nem ninguém sabia. A gente só descobriu quando saiu a licença”, disse à Agência Brasil. 

O MPF requer que o Ibama e a União sejam proibidos de emitir novos atos administrativos relacionados ao projeto até que grupos de pescadores artesanais, caiçaras, quilombolas e indígenas da região sejam consultados e se manifestem sobre o empreendimento. O MPF pede ainda que a União, o Ibama, a Fundação Nacional dos Povos Indígenas (Funai) e o Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária (Incra) sejam obrigados a apresentar, no prazo de até 60 dias, um plano de realização dessas reuniões, sob coordenação da Casa Civil e com garantia de participação dos grupos tradicionais em sua formulação.

Responsabilização

De acordo com Fabiana Schneider, as ações pedem a realização da consulta, que não foi feita desde a etapa 1 do projeto. Na ocasião, ficou acertado que Petrobras e Ibama bancariam um estudo para que fossem caracterizadas as comunidades tradicionais que poderiam ser afetadas pela Etapa 4 do pré-sal na Bacia de Santos. Foi criado então o Projeto Povos, que mapeou as comunidades e , junto com a Fundação Oswaldo Cruz, avaliou os impactos diretos e indiretos para as comunidades.

O MPF solicita que a Petrobras, o Ibama e a União sejam condenados ao pagamento de R$ 5 milhões para indenização dos danos morais coletivos pela falta da consulta livre prévia.

Fabiana Schneider disse ainda que as etapas iniciais do projeto já causaram impactos, como mudança de rotas de peixes e aumento expressivo de embarcações.

“A gente está falando de comunidades que não só têm seu território, mas o seu maretório. Isso é super importante porque é um conceito de território para os usos e costumes de construção de relações sociais e de existência para essas comunidades tradicionais”.

Conforme as ações, Petrobras e Ibama terão de elaborar um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) complementar que considere os potenciais danos sociais e ambientais do projeto.

Legalidade

Em nota, a Petrobras afirmou que “permanece colaborando com informações sempre que solicitada pelas autoridades competentes”.

A companhia esclareceu que obteve a licença prévia da Etapa 4 após atender a todas as exigências do Ibama e da legislação ambiental vigente.

“As operações ‘offshore’ [em alto mar] da Petrobras são realizadas em total conformidade com as normas atuais, seguindo as melhores práticas ambientais e de segurança operacional do setor energético. Os projetos da Etapa 4 integram o Plano de Negócios 2026-2030 (PN 2026 30), aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras, que prevê Capex total de US$ 109 bilhões (2026-2030)”.

A Petrobras frisou que o projeto “é essencial para a garantia da segurança energética do país”. No próximo quinquênio, a expectativa da empresa é alcançar pico de produção própria de 2,7 milhões bpd (barris por dia) de óleo em 2028 e 3,4 milhões boed (barris de óleo + gás por dia) em 2028 e 2029, “conciliando crescimento com resiliência econômica e ambiental”.

Procurado pelo reportagem, o Ibama não se manifestou até o momento. 

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/justica/noticia/2025-12/mpf-pede-anulacao-de-licenca-ambiental-da-petrobras-no-pre-sal

A Petrobras anunciou, nesta segunda-feira (14), que o navio-plataforma P-78 deixou ontem Singapura, na Ásia, em direção ao campo de petróleo de Búzios, localizado na área do pré-sal da Bacia de Campos, litoral do Sudeste brasileiro. A P-78 será a sétima plataforma a operar no pré-sal.

Plataforma vem com tripulação brasileira embarcada, retomando prática da Petrobras adotada pela última vez em 1999 – Petrobras/Divulgação

Para antecipar o início da operação da produção de petróleo, o navio-plataforma já conta com a tribulação brasileira, que adiantará procedimentos e treinamento da equipe. A última vez que a Petrobras adotou a prática de transportar a tripulação foi em 1999.

A P-78 é uma plataforma modelo FPSO (Floating Production Storage and Offloading, em português, Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência), com capacidade de produção de 180 mil barris de óleo, além de comprimir 7,2 milhões de metros cúbicos (m³) de gás diários.

A estrutura terminou de ser construída no estaleiro Benoi da empresa Seatrium e deve chegar ao Brasil na segunda quinzena de setembro. Fazer o deslocamento com a tripulação embarcada permite adiantar em duas semanas a entrada em operação, prevista para dezembro.

Segundo a Petrobras, a presença da tripulação durante o deslocamento permite que diversos sistemas complexos do FPSO sejam mantidos em condição operacional, além da continuidade do processo de comissionamento (verificação, inspeção e testes) e do treinamento das equipes nesses sistemas.

Pré-sal

Com a entrada em operação, a estatal estima aumentar em 18% a capacidade de produção instalada no campo de Búzios, para aproximadamente 1,15 milhão de barris diários.

Búzios fica a 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro. As seis plataformas que produzem atualmente em Búzios são P-74, P-75, P-76, P-77, Almirante Barroso e Almirante Tamandaré.

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador do setor, a produção do pré-sal corresponde a cerca de 80% do total de petróleo e gás produzido no Brasil.

Descoberto em 2006, o pré-sal contribuiu para a soberania energética do país, possibilitando que o país se mantivesse sem necessidade de importar óleo. Além da alta produtividade, os poços armazenam um óleo leve, considerado de excelente qualidade e com alto valor comercial.

O início da produção foi no campo de Jubarte, localizado na Bacia de Campos, litoral do Sudeste, em 2008. Ao lado da Bacia de Santos, é ali que se encontram os reservatórios, perfurados a uma profundidade de 5 mil a 7 mil quilômetros.

>> Empurrado pelo pré-sal, petróleo assume topo da pauta de exportações

Construção

O casco da plataforma foi construído em estaleiros nas cidades Yantai e Hayang, na China, e em Ulsan, na Coréia do Sul. Os blocos foram integrados na Coreia do Sul, antes de seguir para Singapura, onde houve o comissionamento dos módulos, incluindo um construído no estaleiro da Seatrium, em Angra dos Reis, litoral fluminense.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-07/plataforma-da-petrobras-que-reforcara-o-pre-sal-deixa-singapura

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, anunciou nesta quinta-feira (3) que a estatal do petróleo quer aumentar o volume de gás natural escoado para a costa, de forma que o combustível possa chegar mais barato às indústrias.

“Quanto mais gás a gente conseguir trazer para costa, mais barato será esse gás para a sociedade”, declarou Chambriard, durante apresentação a jornalistas do pacote de investimentos de mais de R$ 33 bilhões no refino e na indústria petroquímica no estado do Rio de Janeiro. 

O plano de negócios engloba a integração entre a Rota 3, de escoamento de gás natural dos campos de pré-sal da Bacia de Santos, no litoral do Sudeste, unidades petroquímicas e a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), todas na região metropolitana do Rio de Janeiro.

Perguntada se os investimentos podem ajudar a baixar o preço do gás natural,  insumo de grande relevância para a indústria, usado tanto como fonte de energia quanto como matéria-prima de produtos como fertilizantes, Magda Chambriard respondeu que está trabalhando para isso, mas que “é um processo que não é imediato”.

“A Petrobras é muito parceira da sociedade brasileira e, da mesma forma que nos combustíveis líquidos, estamos sempre querendo abrasileirar preços e sempre querendo entregar o produto da forma mais conveniente e da forma mais acessível possível”, disse.

Abrasileirar é como ficou conhecida a atual política de preços da estatal, que leva em conta fatores como o custo da produção de petróleo no Brasil e a participação da Petrobras no mercado consumidor, e não apenas o preço do barril no mercado internacional. A intenção é não levar para as bombas as flutuações bruscas dos preços internacionais.

Queixas

O preço do gás natural à indústria é motivo de queixa de empresários. Em abril, um estudo divulgado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI) apontou o gás brasileiro como um dos mais caros do mundo, chegando a dez vezes o preço do americano e o dobro do europeu.

Há menos de 20 dias, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu a redução do preço como condição essencial para a reindustrialização do país. Ele lembrou que a Petrobras é a empresa dominante na atividade. 

“É preciso equilibrar a força empresarial com a compreensão das necessidades do Brasil”, disse o ministro.

Adaptação

Ao comentar o cenário do escoamento de gás natural no país, a presidente da Petrobras explicou que o petróleo “vem de muito longe no offshore brasileiro”, em referência aos campos marítimos. 

“São centenas de quilômetros da costa onde esses campos estão produzindo”. 

Ela detalhou ainda que nem todas as plataformas da companhia foram desenhadas para exportar petróleo para a costa.

“Nossas plataformas recém encomendadas já resgatam isso. Nosso projeto de [navio-plataforma] Búzios 12 propõe um hub [concentração] de gás para trazer mais gás para a costa. Estamos trabalhando com muito afinco para esse gás chegar em maiores volumes, porque, na verdade, quanto maior o volume ele chegar, mais barato vai chegar também”, disse.

Magda Chambriard lembrou que a Petrobras importa gás da Argentina e da Bolívia, mas que trazer gás para o Brasil não é problema. 

“Problema é trazer gás para o Brasil a preços acessíveis para a indústria brasileira”, disse.

A presidente da Petrobras lembrou que a companhia opera em consórcio com a Ecopetrol, estatal de petróleo da Colômbia, em grandes campos de gás no país vizinho, mas “não sabe ainda se esse gás vai ser suficiente para trazer para o Brasil”.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-07/petrobras-vai-escoar-mais-gas-do-pre-sal-para-baixar-preco-industria

A produção nacional de petróleo e gás natural atingiu, em abril deste ano, um volume recorde de 3,734 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) de petróleo e gás natural.

Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o volume é 0,5% maior que o registrado em março e 18,3% superior ao observado em abril de 2024.

Considerando-se apenas o petróleo, a produção diária chegou a 2,895 milhões de barris em abril deste ano, ou seja, 0,4% acima de março deste ano e 16,4% a mais que em abril de 2024. Já a produção de gás natural chegou a 133,33 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), superior em 0,8% ao mês anterior e em 25,6% ao mesmo período do ano passado.

Números

A produção total de petróleo e gás do Brasil, considerando-se campos do pré-sal, pós-sal e em terra, chegou a 4,689 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Ou seja, a produção do pré-sal representou 79,6% do total da produção nacional destes hidrocarbonetos.

A produção total de petróleo chegou 3,632 milhões de barris por dia, um aumento de 0,3% na comparação com o mês anterior (março) e de 13,7% em relação ao mesmo mês de 2024. A média diária de gás natural em todos os campos do país chegou a 168,01 milhões de m³/d, altas de 1,5% ante março e de 22,9% em relação a abril de 2024.

O aproveitamento de gás natural foi de 97,1%. Do total extraído do subsolo, 4,98 milhões de m³/d foram queimados sem ser aproveitados, 13,6% a menos que em março deste ano. Na comparação com abril do ano passado, no entanto, houve aumento de 25,5%.

Em abril deste ano, os campos operados pela Petrobras – sozinha ou em consórcio com outras empresas – foram responsáveis por 89,76% do total produzido. O campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor do país, com média diária de 783,91 mil barris de petróleo (21,6% do total) e 39,81 milhões de m³/d de gás natural (23,2% do total). 

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-06/producao-de-oleo-e-gas-do-pre-sal-bate-recorde-em-abril

A Fiocruz e o Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT), por meio do Observatório de Territórios Sustentáveis e Saudáveis da Bocaina (OTSS), elaboraram o Relatório Analítico de Perdas e Danos da Cadeia do Petróleo e Gás do Pré-Sal, que identifica 25 possíveis impactos ainda não listados por estudos que embasaram o licenciamento do pré-sal, especificamente o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto Ambiental (Rima).

Nos estudos técnicos do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e das empresas que operam os empreendimentos, são consideradas três categorias de impacto: físicos (alterações no solo, água, ar), bióticos (plantas, animais); e socioeconômicos (afetam o modo como as pessoas vivem, trabalham, se divertem e convivem em comunidade), além dos aspectos de cumulatividade (soma de vários impactos no mesmo lugar). 

A partir do estudo do OTSS, a Fiocruz e o FCT propuseram cinco novas categorias de impacto ainda não consideradas pelos documentos oficiais: 

– Culturais;

– Econômicos e sobre o bem-estar material; 

– Institucionais, legais, políticos e igualdade;

– Sobre a qualidade do meio ambiente habitado e o bem-viver

– Sobre a saúde e o bem-estar das pessoas afetadas pelo empreendimento. 

Neste contexto, boa parte das perdas e danos verificada pelo novo estudo foi identificada a partir de lacunas no processo de licenciamento. “Um exemplo são os impactos dos navios aliviadores, que são analisados em documentos diferentes do EIA de exploração de petróleo em águas ultraprofundas do pré-sal. Assim, nenhum EIA de quaisquer das três etapas do pré-sal apresenta a análise dos impactos dos navios aliviadores, somente dos navios-plataformas, o que leva a uma visão fragmentada e insuficiente dos impactos reais do empreendimento de exploração do petróleo do pré-sal”, afirma a Fiocruz. 

“Foram aspectos como esses que, por enquanto, geraram nova revisão do EIA pelo órgão licenciador, que já cita os impactos gerados pelos navios aliviadores no documento para a etapa 4 do pré-sal. A gente espera que considerem as demais recomendações também”, diz a bióloga Lara Bueno Chiarelli Legaspe, pesquisadora do OTSS e parte do grupo que elaborou o relatório Perdas e Danos. 

Para Leonardo Freitas, coordenador-geral de Governança e Gestão do OTSS e revisor tecnocientífico do estudo, é preciso considerar a relevância do licenciamento ambiental como política pública. “Portanto, é fundamental que as populações afetadas por esses empreendimentos possam incidir sobre o licenciamento. Não apenas denunciar problemas quando são observados, mas avançar fazendo anúncios e, na medida do possível, contribuindo para fortalecer e melhorar esse licenciamento. O Estudo de Perdas e Danos busca não apenas mostrar lacunas em relação ao licenciamento do Pré-Sal, até porque suas recomendações valem para muitos empreendimentos licenciados Brasil afora”, argumenta. 

O relatório também traz 14 recomendações para aprimorar o processo de licenciamento e fortalecer a defesa de territórios tradicionais localizados na área de influência do empreendimento. “Entre elas, está centrar a análise do licenciamento ambiental e de suas condicionantes a partir do conceito de Territórios Sustentáveis e Saudáveis, perspectiva que vai além dos meios tradicionalmente avaliados (físico, biótico e socioeconômico), considerando que há relação entre os impactos de diferentes meios, que se acumulam e potencializam”,  diz a Fiocruz.

“O relatório é muito importante porque traz contribuições fundamentais para avaliar impactos que estão além dos contemplados para o licenciamento. Mas precisamos aprofundar as discussões sobre as demandas apontadas para definir os nexos causais entre os novos impactos e a atividade de exploração de petróleo e gás. É uma grande iniciativa para ajudar a aprimorar nossos processos e a prever perdas de forma estratégica e antecipada”, avalia Carlos Eduardo Martins Silva, analista do Ibama que atua na Coordenação de Petróleo e Gás Offshore. 

Pré-sal

A exploração do pré-sal, a camada ultraprofunda no oceano que armazena petróleo e gás natural, começou há cerca de 18 anos no Brasil. Essa camada tem cerca de 800 quilômetros de extensão e 200 quilômetros de largura, e está localizada entre os estados do Espírito Santo e de Santa Catarina. É tão grande que nela caberiam mais de três estados do Rio de Janeiro.

Segundo o estudo, em três etapas de perfuração, exploração e alteração no ambiente original, muitos impactos invisíveis já trouxeram consequências notáveis na saúde mental das pessoas e na dinâmica das comunidades. Em processo de licenciamento ambiental pela Petrobras junto ao Ibama, a Etapa 4 tem agora como objetivo ampliar a exploração de petróleo e gás natural do pré-sal da Bacia de Santos, dando continuidade aos projetos Etapa 1, Etapa 2 e Etapa 3.

Os dez projetos que compõem a Etapa 4 terão cerca de 152 poços, totalizando uma produção média estimada de 123 mil m3/dia de petróleo e 75 milhões de m3/dia de gás natural. O tempo médio de operação previsto para cada uma das unidades é de 25 anos. Segundo a Fiocruz, para se ter uma ideia, 123 mil m³ de petróleo bruto seriam suficientes para abastecer aproximadamente 5,7 milhões de carros por dia, considerando o petróleo bruto necessário para produzir a gasolina.

“A gente gostaria de aprimorar a forma de fazer esde licenciamento. E as condicionantes também devem ser dialogadas com as comunidades. Do que os territórios precisam? Saneamento, educação, formação? Há várias outras possibilidades de condicionantes”, aponta Marcela Cananéa, coordenadora de Justiça Socioambiental do OTSS e integrante das coordenações do Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT) e da Coordenação Nacional de Comunidades Tradicionais Caiçaras (CNCTC). 

Recomendações

Nesse contexto, a lista de recomendações gerada pelo estudo traz 14 pontos prioritários tendo em vista o fortalecimento do licenciamento ambiental federal. Alguns deles são:  

1.O Projeto Povos de Caracterização de Territórios Tradicionais (PCTT) deve ser reconhecido e implantado como política pública, de forma permanente e com atualizações periódicas. 

2.O licenciamento ambiental em seus estudos (EIAs) deve centrar a análise na constituição de territórios sustentáveis e saudáveis, perspectiva que vai além dos meios tradicionalmente avaliados (físico, biótico, socioeconômico), considerando que há relação entre os impactos de diferentes meios, que se acumulam e potencializam.

3.Recomenda-se a inclusão de todas as comunidades caiçaras, quilombolas e indígenas, de sertão e da região costeira, tendo em vista a noção de território único e o modo de vida tradicional

4.Recomenda-se que seja realizado estudo aprofundado de modo a identificar, integrar e classificar os impactos socioambientais não considerados no EIA.

5.A partir dos 25 novos danos e impactos revelados, que sejam apresentados estudos de reparação justa e integral, e também de valoração, incluindo as externalidades.

6.. As condicionantes de interesse das comunidades tradicionais devem ter termos de referência construídos por essas comunidades, junto aos movimentos sociais do território.

7. As comunidades tradicionais definem e incidem sobre as condicionantes de interesse para o território, e ajudam a elaborar os termos de referência das mesmas em diálogo direto entre suas lideranças e o órgão licenciador, sem a necessidade de intermediação de órgãos intervenientes do processo de licenciamento.

8. Os estudos de impactos cumulativos do território sejam territorializados, integrando os resultados dos estudos de impactos cumulativos e sinérgicos do território.

9. Os órgãos públicos devem ser incorporados nos debates sobre os territórios, com destaque para: Funai, Fundação Palmares, Incra e Iphan.

“Precisamos mostrar os impactos disso tudo, com dados científicos e organizados para pautar o empreendedor e deixar bem claro: nós precisamos de reparação porque o empreendimento afeta nossa saúde mental, afeta nosso território, nosso direito de ir e vir e nossa cultura”, diz Vagner do Nascimento, coordenador-geral do OTSS e integrante do Colegiado de Coordenação do Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT).   

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-04/fiocruz-identifica-impactos-da-exploracao-de-petroleo-no-pre-sal

A Petrobras anunciou nesta terça-feira (25) que atingiu o volume recorde de 14,2 milhões de toneladas de dióxido de carbono (CO₂) reinjetados em reservatórios do pré-sal na Bacia de Santos, litoral do Sudeste, durante extração de petróleo em 2024.

O volume supera os 13 milhões de toneladas inseridas em 2023. O CO₂, também conhecido como gás carbônico, é um dos gases causadores do aquecimento global quando liberado na atmosfera.

Introduzir quantidades do poluente nos reservatórios faz com que a companhia reduza a chamada pegada de carbono, contribuição da atividade econômica para o aquecimento global.

O programa  da estatal é pioneiro em águas ultraprofundas – o pré-sal chega a uma profundidade de 7 mil metros – e é o maior em operação no mundo.

No comunicado, a Petrobras cita um relatório do Global CCS Institute – centro internacional que faz pesquisas sobre captura de carbono. Segundo o levantamento, em todo o mundo, os projetos de CCUS (captura, utilização e armazenamento de carbono, na sigla em inglês) alcançaram 51 milhões de toneladas de CO₂.

“Assim, a injeção nos reservatórios do pré-sal corresponde a mais de um quarto (28%) da capacidade global reportada para o ano de 2024”, afirma a Petrobras.

Tecnologias utilizadas pela empresa contribuíram para que, desde 2008, o volume acumulado de injeção chegue a 67,9 milhões de toneladas de CO₂. A companhia espera esticar esse volume para 80 milhões até o fim de 2025.

Saiba como é o dia a dia em uma plataforma de petróleo

Atualmente a Petrobras conta com 22 plataformas modelo FPSO (produzem e armazenam óleo) no pré-sal da Bacia de Santos com sistemas para captura e reinjeção do CO₂.

De acordo com a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, a média de emissão de CO₂ por barril de petróleo no mundo é 70% superior à do pré-sal.

“A estratégia, que associa o CCUS à recuperação avançada de petróleo (EOR – Enhanced Oil Recovery), foi crucial para a Petrobras viabilizar a produção de petróleo com menor emissão por barril produzido”, diz.

Segundo a companhia, a reinjeção de CO₂ otimiza a recuperação de óleo dos reservatórios. Em 2024, a petroleira produziu o volume recorde de 3,2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no pré-sal, que representa 81% da produção total da companhia.  

A Petrobras espera atingir antes de 2050 o chamado net zero (saldo negativo de emissão de carbono) na produção de petróleo.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-03/petrobras-reinjeta-recorde-de-142-mi-de-toneladas-de-co2-no-pre-sal

A Petrobras identificou a presença de hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos, em poço exploratório no bloco Norte de Brava. O poço está localizado a 105 quilômetros da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’água de 575 metros.

Os hidrocarbonetos estão presentes em vários produtos, principalmente nos derivados de petróleo. Com os hidrocarbonetos podemos criar vários itens de interesse, como combustíveis líquidos e gasosos, plásticos, tintas, resinas, asfalto, entre outros.

A perfuração do poço foi concluída e o intervalo portador de hidrocarboneto foi constatado por meio de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido, que serão posteriormente caracterizadas por meio de análises laboratoriais. Esses dados permitirão avaliar o potencial e direcionar as próximas atividades exploratórias na área.

O bloco Norte de Brava constitui um importante ativo para a exploração do potencial do pré-sal, em particular na Bacia de Campos. O bloco foi adquirido em dezembro de 2022, no 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção, licitação realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras é a operadora do bloco e detém 100% de participação.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-03/petrobras-localiza-hidrocarbonetos-no-pre-sal-da-bacia-de-campos

Mais quatro blocos do pré-sal serão licitados em regime de partilha de produção no sistema de Oferta Permanente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Eles ficam na Bacia de Campos, entre Espírito Santo e Rio de Janeiro. A decisão foi tomada nesta terça-feira (18) pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

A expectativa é arrecadar mais de R$ 522 bilhões durante a vida útil dos projetos. Quase R$ 1 bilhão em bônus de assinatura devem entrar neste ano. Também são esperados R$ 511 bilhões em investimentos.

Os quatro blocos se juntam, então, a outros 24 que já estavam autorizados. Segundo o Ministério de Minas e Energia, o próximo leilão, previsto para junho, pode ser o maior já realizado.

No regime de partilha, a empresa que explora o local dá parte da produção ao governo federal, que pode revender o óleo. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, quase 80% da produção dos 4,3 milhões de barris de petróleo no ano passado foram extraídos no pré-sal.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-02/anp-leiloa-quatro-blocos-do-pre-sal-na-bacia-de-campos

Mais um navio-plataforma (FPSO, na sigla em inglês) começou a operar no Campo de Búzios, na Bacia de Santos, a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, neste sábado (15).

Maior unidade produtiva de petróleo em alto-mar (offshore) instalada no campo até o momento, a Almirante Tamandaré (Búzios 7) tem capacidade para processar até 225 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

A unidade vai explorar 15 poços, sendo sete produtores de óleo, seis injetores de água e gás, um conversível (produtor e injetor) e um injetor de gás. Todos eles estarão interligados à plataforma por meio de uma infraestrutura submarina.

O Campo de Búzios é considerado um dos pontos mais promissores do chamado pré-sal brasileiro uma área de reservas petrolíferas formada por uma camada de rochas sedimentares e localizada em águas ultraprofundas da costa brasileira, entre 5 mil e 7 mil metros de profundidade.

Em nota, a Petrobras reafirmou a expectativa de que o Campo de Búzios se torne, em breve, seu maior campo de produção, podendo superar a marca de 1,5 milhões de barris de produção por dia. “O FPSO Almirante Tamandaré é parte do sexto sistema de produção de Búzios e contribuirá para que o campo alcance a produção de 1 milhão de barris de óleo por dia, previsto para o segundo semestre de 2025″, afirmou a presidenta da companhia, Magda Chambriard.

A unidade foi afretada junto à SBM Offshore. Além de apresentar capacidade produtiva acima da média das unidades da indústria – que gira em torno dos 150 mil barris diários de óleo e de compressão de 10 milhões de m3 de gás – a Almirante Tamandaré conta com tecnologias de descarbonização, o que, de acordo com a Petrobras, contribui para redução das emissões de gases de efeito estufa na atmosfera. Há também tecnologias para aproveitamento de calor, que reduzem a demanda de energia adicional para a unidade.

Também em nota, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, destacou a importância da unidade para a expansão da produção nacional. “A entrada em operação do FPSO Almirante Tamandaré é mais um passo importante para fortalecer a produção de energia no Brasil. Essa plataforma tem tecnologia de ponta para produzir mais com menos impacto ambiental, utilizando sistemas modernos para reduzir emissões e otimizar o uso de energia. Isso reforça nosso compromisso com o desenvolvimento do setor de óleo e gás em bases sustentáveis”, afirmou.

O início da operação, neste sábado (15), coincidiu com o anúncio de que a Petrobras identificou novas reservas de petróleo em um poço (9-BUZ-99D-RJS ) da região oeste do Campo de Búzios, perfurado a cerca de 1.940 metros de profundidade, a partir de testes realizados a partir de 5,6 mil metros de profundidade.

O começo da operação ocorreu um dia após a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ter concedido as autorizações que faltavam para que o Consórcio da Jazida Compartilhada de Búzios, formado pela Petrobras (operadora que detém 88,9% de controle sobre o empreendimento), a CNOOC (7,34%) e a CNPC (3,67%) colocasse a unidade para funcionar.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-02/navio-plataforma-de-alta-capacidade-comeca-operar-no-pre-sal

A Petrobras confirmou nesta sexta-feira (14) nova acumulação de petróleo na zona inferior ao reservatório principal do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. O volume foi identificado por meio de testes em uma profundidade de 5.600 metros.

De acordo com nota divulgada pela empresa, na inspeção foram usados perfis elétricos gerados por sonda introduzida em nova perfuração, para identificar caraterísticas geológicas e hidrológicas. O material gerado ainda está em análise pelos laboratórios da Petrobras.

A nota esclarece que “o Consórcio da Jazida Compartilhada de Búzios, formado pela Petrobras como operadora (participação de 88,98%), em parceria com a CNOOC (7,34%) e a CNPC (3,67%), tendo a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora, dará continuidade às análises dos resultados para continuidade das atividades na área”.

Produção média anual

Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a produção média anual de petróleo e gás natural foi, em 2024, de 4,322 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Desses, foram produzidos 3,358 milhões de barris por dia (bbl/d) de petróleo.

Cerca de 78% desta produção foi proveniente de reservatórios da camada pré-sal, uma formação localizada entre mil e 6 mil metros de profundidade abaixo do nível do mar. O campo de Búzios é considerado o maior do mundo em águas ultraprofundas e fica localizado no Rio de Janeiro, a 189 quilômetros da costa. Opera com produção em larga escala desde março de 2015, e no último ano ultrapassou a marca de 1 bilhão de barris de petróleo produzidos, no mês de março.

De acordo com o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP, em 2024, a produção do campo de Búzios aumentou 2,40% em relação ao ano de 2023, representando 19,53% da produção marítima.

Com Informações da Agência Brasil
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2025-02/petrobras-descobre-nova-camada-de-oleo-no-pre-sal-da-bacia-de-santos